邓淑斌 段佳妮

2024年以来，新能源继续保持快速发展的良好势头。截至2024年9月底，全国风电累计装机4.8亿千瓦、光伏7.73亿千瓦，风光占总发电装机的比重达4成。前三季度，风力、光伏发电量分别增长10.8%和27.0%，占全口径发电总量的20.3%。在快速发展的同时，全国各地新能源的消纳困难问题也逐步显现。新能源装机如何进一步扩大、电量如何消纳、收益如何保障，是摆在能源电力绿色低碳转型面前的现实问题。国际可再生能源署（IRENA）提出了双重采购建议^[1]，即“长期采购+短期采购”，中长期通过政府补贴、政府授权差价合约（Contract for Differences，CfDs）、PPA等手段促进可再生能源装机与发电规模增长；短期与实时的时间尺度上通过现货、辅助服务市场机制实现电力系统出力平衡。简而言之，就是长期交易保障新能源合理收益、短期交易保障电量电力平衡。

随着新能源规模快速增长和电力市场建设持续深化，新能源保障性收购政策将带来电量消纳无法反映市场供需、计划与市场间不平衡资金增加等问题，新能源要进一步发展必须参与电力市场，以市场手段实现合理消纳，并处理好计划与市场的衔接。

（一）新能源快速发展，必须参与市场

新能源占比不断提升，新能源电量保障性优先消纳面临巨大挑战。这主要体现在：新能源快速发展和常规能源全面入市，将导致电网企业无力保障性收购新能源。新能源占比越高，电网企业保障性收购新能源需调用的调节性资源也将越多。但常规电源全面入市，高比例签订了中长期协议，且未预留调节出力空间，承担非市场化的调节性出力义务，将影响其电力市场履约。新能源优先消纳增加了计划与市场不平衡资金。不同时段存在“计划电市场用”和“市场电计划用”的情况，新能源多发与少发，需要市场机组承担调峰责任；同时，计划与市场价格有较大差异，新能源各时段多发或少发，均会造成发电侧分时总电费波动，继续采用双轨制将扭曲电力市场价格信号。因此，需要稳步推动新能源参与市场，但在选择市场路径时，需要关注中长期与现货对新能源的适应性。中长期交易方面，中长期分时曲线内电量按中长期合约结算，中长期曲线外电量按现货价格或中长期交易规则偏差结算。由于新能源不可能按自身的发电曲线与买方签订中长期合约，大多只能按典型曲线签约，而新能源发电的随机性，导致其无法执行中长期交易曲线。因此，所以新能源难以适应中长期带曲线的要求，需考虑适时取消新能源签订中长期合约的比例限制，并将目标引导到保障合理收益上来。现货交易方面，新能源的发电特性能较好适应电力现货市场：首先，电力现货市场短时与超短时交易申报出清机制，与新能源出力特性相匹配；其次，稳步推进新能源参与市场，由交易申报体现消纳意愿、由市场供需体现消纳空间，能有效解决不同类型机组的电量消纳次序问题；最后，现货市场能有效发现电能量的时空价值，引导负荷侧主动削峰填谷，并推动常规电源参与辅助服务市场上下调出力、储能响应价格信号灵活充放电，在有效市场和有为政府的共同作用下，各类市场主体可形成促进清洁能源发展的合力。

（二）新能源参与现货需区分电量电力疏导平衡责任

新能源参与现货，除按分时节点电能量价格计算的收益外，还有电量与电力两方面的分时平衡费用需要明确责任。分时电量平衡方面，由于新能源发电的随机性，其短期预测、超短期预测与实际发电量之间必然存在偏差。新能源应当一定程度上承担分时实际发电量与交易出清电量的偏差责任，即偏差结算电费。但在确定新能源日前与实时的分时偏差电量时，应当区分偏差产生的原因。分时电力平衡方面，由于新能源出力存在较大波动，即使新能源按分时出清的电量发电，在时段内其发电也可能与负荷需求不匹配，极端情况下的短时调节成本由新能源承担还是疏导至用户，是新能源入市争论的焦点问题之一。若短时调节成本由新能源承担，则新能源需要通过电价申报的方式疏导系统调节成本，其参与现货交易的边际成本不再为零，可能影响新能源电量的优先消纳。因此，在不影响新能源电量优先消纳的前提下，新能源可适当承担短时系统调节成本，否则系统调节成本应合理疏导至用户。

（三）绿色电力交易应合理反映新能源电能量价格

当前，绿电交易优先组织、优先执行、优先结算，发用曲线无需匹配，由电力系统兜底。绿电交易中，双方需要分别约定电能量价格与绿证价格，所以在常规电源的中长期交易基础上，绿色电力交易价格应至少加上绿证的价格。部分省区要求入市新能源承担系统调节成本也具有一定的合理性。这样，当前绿电交易的电量就是带着电力系统调节资源和绿色低碳属性的优质电量。但随着新能源渗透率不断提高、绿电交易规模持续扩大，系统调节资源将更加稀缺，绿电的优先权将进一步加大市场兜底成本，继续沿用绿电交易附送发用曲线匹配服务的做法必将带来一系列问题。绿电交易体现的电能量价格部分，应当回归其实质，与现货市场所反映的新能源电能量分时价格相匹配，不应包含当前机制所赋予的电力系统调节能力。

（四）推动新能源入市要统筹好电能量与绿证收益

通过市场化交易机制，新能源只能获得电能量与绿证收益。其中，新能源的电能量收益通过电力现货市场实现，绿证收益则需要电力消费需求提供额外支撑。电能量收益方面，随着新能源渗透率上升，其电能量收益将呈下降趋势，“大发时价低、不发少发时价高”的问题将愈发突出，同时，新能源还需要承担一定的偏差考核费用。因此，现货市场反映的新能源电量的总体价格水平必然显著低于常规能源电量，甚至可能出现贴钱发电的极端情况。绿证收益方面，绿色低碳是新能源相较于常规能源的核心优势，新能源除电能量收益外，还可获得绿证收益。然而，2023年以来，绿证交易价格持续下跌，其主要原因是缺少强有力的政策推动绿色电力消费，绿证支撑可再生能源发展的关键作用尚待发挥。因此，新能源电能量收益下降的预期下，要统筹好新能源“电能量+绿证”的收益水平，以强有力的绿色电力消费刺激政策支撑合理的绿证价格，确保“电能量+绿证”的总体收益水平能满足促进新能源装机进一步提升的现实要求。

（五）新能源参与市场需要场外政策措施保障收益

在市场化交易机制中，新能源只能获得电能量与绿证收益，但不同阶段建设、不同区位的新能源发电项目对投资回报的要求有显著差异，只有部分项目具备条件通过“电能量+绿证”收益基本保障合理回报。因此，需要市场外政策措施保障新能源可持续发展，并按项目特点制定保障措施。具体来说，一是要区分新能源存量与增量项目，合理保障存量项目全生命周期收益水平。确定新能源项目是存量还是增量，关键是看是否承诺了保障性收购价格，而非是否带补贴。从保障政府公信力的角度而言，承诺了电量收购价格的项目，均应纳入场外收益保障措施的范围，并量身定制政府授权差价合约（CfDs）等收益保障措施。当前，广东新能源项目以“现货+基数”的方式参与现货，具备了政府授权CfDs的内涵。二是要统筹消纳能力与绿色转型需要，明确需要场外保障措施的增量项目范围及其保障措施。现阶段，需要进一步推动“三北”新能源大基地等具备建设条件但消纳能力不足的地区快速发展新能源。这些地区开发的新能源项目，需要考虑电量消纳情况、电价水平、回报要求等因素引入收益保障政策，以推动风光大基地建设。

一是以政府授权差价合约推动存量项目参与现货出清。评估项目所在地同类型新能源的电量消纳情况、“电能量+绿证”收益的回报情况等，合理设计不同项目的CfDs保障电量规模和电价水平。电量方面，考虑与项目全生命周期补贴利用小时数、年度保障性收购小时数等政策相衔接，推动保障性收购政策向市场化消纳过渡，合理确定CfDs的项目全生命周期保障小时数、年度保障小时数；电价方面，逐步推动电价补贴政策向政府授权CfDs过渡，并以项目上网标杆电价（含电价补贴）为基准，确保项目电价水平不受政策变动影响；结算参考点方面，加快建立健全电力现货价格指数，合理确定合约差价结算参考节点，并明确参考结算点新能源参与现货交易的电能量价格水平，同时，考虑发布绿证价格指数，并将存量项目绿证收益一并纳入CfDs的差价结算范围，以改变“平价项目绿证收益归发电企业、带补贴项目绿证收益归国家所有”的二元市场格局，将绿证收益全部归属发电企业，解决带补贴项目的环境属性定价难、交易难的问题。

二是合理保障大基地项目收益，推动大基地项目参与现货交易。风光大基地等不具备市场化条件的项目存在电量得不到合理消纳、电价过低等问题，进一步建设风光大基地需要收益保障政策的扶持。但在制定收益保障政策时，考虑的因素应与存量项目有所不同。在大基地项目的全生命周期内，外送通道、本地负荷需求等因素可能发生较大变化，这都可能影响其市场化电量消纳和电价水平。由于发电利用率不足，以保障小时数和市场化电价为基准配套政府授权CfDs的方式可能难以满足大基地建设的需要。要解决这些问题，可借鉴美国新能源投资补贴相关经验，考虑采用项目投资补贴的方式，按项目获取合理回报需达到的收益水平一次性或逐年给予一定比例的投资补贴，并统筹考虑外送通道建设规划、产业政策等影响电量消纳的因素，持续评估项目市场化收益情况，修正新能源投资补贴比例，以促进风光大基地建设稳步推进。

三是统筹“电能量+绿证”收益，实现增量项目无条件参与现货市场。在新能源参与市场的电能量收益下降预期下，要统筹好“电能量+绿证”的收益水平，以强有力的绿色电力消费刺激政策支撑合理的绿证价格，确保“电能量+绿证”能基本满足增量项目的收益需求。一方面，应通过完善政策组合拳，调动金融、行业协会、第三方团体等方面的积极性，拓宽绿色金融、电碳衔接、国际互认、绿色评价认证等绿色电力消费的多元化应用场景；另一方面，并考虑适时分步骤推进可再生能源配额（如欧盟电力信息披露、美国RPS等），以稳定全社会绿色电力消费需求、支撑绿证交易价格，提升市场主体参与绿电绿证交易的获得感，推动各类市场主体主动通过PPA、多年期绿电交易等方式获得稳定低价的绿色电力来源，实现以市场化方式保障增量项目长期收益，助力增量项目“轻装”参与现货。

四是新能源参与现货市场应承担分时电量偏差责任。针对存量项目，在以CfDs推进其参与现货交易时，应明确现货交易的分时电量偏差责任由项目自行承担。针对大基地等增量项目，在计算市场基准收入时，应参考市场参考点出清电价水平与一定范围（如节点或Hub）内新能源电量的总体消纳水平，明确由项目自行承担出力预测偏差责任，并制定项目上网电量明显偏小的考核机制，在保障项目收益的同时避免新能源大基地项目“躺平”。同时，要以政策措施稳定全社会的绿色电力消费需求，并以合理的绿证收益推动增量项目无条件参与现货市场交易，获得市场化电能量收益，并承担分时电量偏差考核责任。

五是按“谁受益谁承担”的原则分摊短时调节成本。当前，调频、备用等短时调节能力市场化程度不高，在多数省区，新能源参与绿电交易无偿附送了发用曲线匹配服务。在中东部新能源利用率较高的省区，新能源总体跟随常规能源定价，获得了较好收益，而常规能源承担了系统平衡调节责任。因此，在考虑短时调节成本分摊时，需要综合考虑新能源电能量价格和系统调节能力市场化情况，分阶段实施调节成本分摊机制。现阶段，在中东部省区，新能源是系统调节服务的获益方，在保障新能源电量可通过市场优先消纳的前提下，可按当地实际情况合理确定新能源应承担的系统调节成本。但随着新能源定价时段增多，新能源市场化消纳压力不断凸显，无法市场化分时消纳的新能源将被合理舍弃，系统调节资源更多地服务于保障电力系统的整体平衡，而非为新能源服务。为支持新能源通过现货“报零价”优先消纳，需逐步推动系统调节成本向用户侧疏导。

党的二十大报告提出，要加快规划建设新型能源体系，促进经济社会发展的全面绿色转型。随着全国统一电力市场体系以及新型电力系统建设的稳步推进，如何正确有序引导新能源全面入市已成为电力市场建设和改革的重要工作内容。未来，新能源将迎来发展更快、规模更大的挑战，必须依靠市场的力量来解决当前新能源消纳困难和入市后收益保障等问题，两手抓“两个合理保障”：通过现货市场机制保障能源电能量合理消纳、通过政策组合拳合理保障新能源投资收益。大力引导绿色电力消费需求，合理支撑绿证价格，促进新能源等新型主体可持续发展；加大电力时空价值的应用，以市场机制推动构建新型商业模式与新型业态，服务我国能源电力绿色低碳高质量发展。

编辑 姜黎

审核 何诺书

参考资料：

[1]Abu Dhabi(IRENA), RE-organising Power Systems for the Transition, www.irena.org/-/media/Files/IRENA/Agency/Publication/2022/Jun/IRENA_Organising_Power_Systems_2022.pdf?rev=9c979df4adda4fe19cce18ab02f86e9c